kV～Kv智能变电站设计规范(报批稿)正文部分

1、20XX XX- XX 发布20XX-XX- XX实施Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDW XXX-200911066) kV220kV智能变电站设计规范SpecificationsSpecifications ofof designdesign forfor 11061106) kVkV 220kV220kV SmartSmart SubstationSubstation报批稿)国家电网公司发布I/ 28目次前言 1 11 1 范围 1 12 2 引用标准 1 13 3 术语和定义 2 24 4 总则 5 55 5 电气一次部分 5 55.1智能设备 5 55.2互感器 7 75.3设备

2、状态监测 9 96 6 二次部分 9 96.1一般规定 9 96.2变电站自动化系统 10106.3其他二次系统 1818ICSICS6.4二次设备组柜 18186.5二次设备布置 20206.6光 /电缆选择 20206.7防雷、接地和抗干扰 20207 7 变电站总布置 20208 8 土建与建筑物 20209 9 辅助设施功能要求 21211010 高级功能要求 212110.1设备状态可视化 212110.2智能告警及分析决策 212110.3故障信息综合分析决策 212110.4支撑经济运行与优化控制 212110.5站域控制 212110.6站域保护 222210.7与外部系统交互

3、信息 2222附录 A A 本规定用词说明 2323附录 B B 资料性附录 2424附录 C C 资料性附录 2525I / 28、八 、前言为加快建设统一坚强智能电网，规范智能变电站关键技术、设计和工程应用，推动和指导新建 工程设计和建设工作，深化标准化建设，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，国家电 网公司组织编写了 11066) kV220kV 智能变电站设计规范。本标准在智能变电站技术导则基础上，积极优化和创新，积极应用新技术、新设备、新材 料，吸收了数字化变电站和无人值班变电站设计成果、通用设计和“两型一化”等标准化建设成 果，强化全寿命周期设计理念和方法应用，充分体现智能

4、变电站技术先进、安全可靠、创新优化、 成果自主、经济适用、节约环保等先进性，引领智能变电站设计技术进步方向。智能变电站设计除应执行本标准外，尚应严格执行强制性国家标准和行业标准，应符合现行的 国家、行业有关标准的规定。按照有利于公司技术进步，有利于电网安全、优质、经济运行和提高 整体经济效益开展设计。本标准编写格式和规则遵照 GB/T 1.1-2000 标准化工作导则 第 1部分：标准的结构和编写 规则的要求。本标准由国家电网公司基建部提出。本标准由国家电网公司基建部归口并解释。本标准主要起草单位：本标准主要起草人：本标准于 2009 年首次发布。110V66110V66) kVkV220kV

5、220kV智能变电站设计规范1 1范围本标准适用于交流 11066)kV220kV 智能变电站新建工程。相同电压等级扩建、改建工程可 参照执行。2 2引用标准下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。凡是注明日期的应用文件，其随后所 有的修订单 互感器第 7 部分：电子式电压互感器1 / 28GB/T20840.8-2007(IEC60044-8(2001 互感器第 8 部分：电子式电流互感器GB 14285 继电保护和自动装置技术规程GB 50217 电力工程电缆设计规范DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 621-1997 交流电气装置的接地

6、DL/T 860 变电站通信网络和系统DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5056-2007 变电所总布置设计技术规程DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5149-2001 220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术术规程DL/T 5202-2004 电能量计量系统设计技术规程DL/T 5218-2005 220kV 500kV 变电所设计技术规程DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规定NDGJ 96-1992 变电所建筑结构设计技术规定

7、YD 981.2-1998 接入网用光纤带光缆第二部分：中心管式YD 981.2-1998 接入网用光纤带光缆第三部分：松套层绞式Q/GDW *-2009 智能变电站技术导则Q/GDW *-2009 IEC 61850 继电保护工程应用模型IEC 61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems 网络 测量和控制系统的精密时钟同步协议IEC 61850 Communication Networks and Systems in Substations 变电站通

8、信网络和系统IEC 61970 Energy management system application program interface (EMS-API 能量管理系统应用程 序接口 (EMS-API3 3 术语和定义GB/T 2900.1 确立的术语和定义适用于本标准。3.13.1智能变电站 smart substation 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息 共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根 据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能，实现与相邻变电 站、电

9、网调度等互动的变电站。3.23.2智能设备 intelligent equipment2 / 28一次设备与其智能组件的有机结合体，两者共同组成一台套）完整的智能设备。3.33.3智能组件 intelligent combination 对一次设备进行测量、控制、保护、计量、检测等一个或多个二次设备的集合。3.43.4智能单元 smart unit 一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一 次设备 如：断路器、刀闸、主变等）的测量、控制等功能。3.53.5电子式互感器 electronicinstrument transformer 一种装置，由连接到

10、传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于 被测量的量，供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.63.6电子式电流互感器 electronic current transformer ； ECT 一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位 差在联结方向正确时接近于已知相位角。3.73.7电子式电压互感器 electronic voltage transformer ； EVT 一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结 方向正确时接近于已知相位角。3.83.8合并单元 merging u

11、nit用以对来自二次转换器的电流和 /或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感 器的一个组成件，也可以是一个分立单元。3.93.9设备状态监测 on-Line monitoring of equipment 通过传感器、计算机、通信网络等技术，获取设备的各种特征参量并结合专家系统分析，及早 发现设备潜在故障。3.103.10状态检修 condition-based maintenance状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估，检修 决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。3.113.11MMSMMS manufacturing m

12、essage specification 制造报文规范3 / 28是 ISO/IEC9506 标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。 MMS 规范了工业领域具有 通信能力的智能传感器、智能电子设备 IED ）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的 设备之间具有互操作性 智能变电站的设计应遵循智能变电站技术导则 在安全可靠的基础上，采用智能设备，提高变电站智能化水平；c 在技术先进、运行可靠的前提下，逐步推广电子式互感器的应用；d 应建立全站的数据通信网络，数据的采集、传输、处理应数字化、共享化；e 在现有技术条件下，全站设备的在线监测功能宜利用统一的信息平台，应综合在线监测技 术的

13、成熟度和经济性，对关键设备实现状态检修，减少停电次数、提高检修效率；f 优化设备配置，实现功能的集成整合；g 提高变电站运行的自动化水平和管理效率，优化变电站设备的全寿命周期成本；h技术适度超前、符合未来发展趋势，对于现阶段不具备条件实现的高级功能应用，应预留其 远景功能接口；5 5 电气一次部分5.15.1智能设备5.1.15.1.1智能变电站宜采用智能设备。智能组件是灵活配置的物理设备，可包含测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、检测单 元中的一个或几个。测控装置、保护装置、状态检测组件等均可作为独立的智能组件。 智能组件安装方式是外置或者内嵌，也可以两种形式共存。智能设备可采用如下模式

14、：a 独立运行的一次设备加上外置的智能组件。b 一次设备加上内嵌的包含状态检测单元的智能组件，再加上外置的一个或多个智能组件。c 一次设备加上内嵌的智能组件。 智能设备操作宜支持顺序控制。5.1.25.1.2智能单元配置原则a 220kV 变电站5 / 281 220kV 110（66kV 智能单元宜单套配置；3 35kV 及以下 主变高压侧智能单元宜冗余配置，中低压侧智能单元宜单套配置，主变本体智能单元 宜单套配置；5 智能单元宜分散布置于配电装置场地。b 110kV 及以下变电站1 110（66kV 智能单元宜单套配置；2 35kV 及以下 主变各侧、主变本体智能单元宜单套配置；4 智能单

15、元宜分散布置于配电装置场地。5.1.35.1.3 技术要求a智能设备1 一次设备应具备高可靠性，与当地环境相适应；2 信号传变、数据采集时，宜将压力、油位等直接反映设备运行状况的模拟量数字化，满足各种应用对数据采集精度、频率的要求，并以网络方式送出；3 采集与控制系统宜就地设置，与一次设备一体化设计安装时应适应现场电磁、温度、 湿度、沙尘、振动等恶劣运行环境；4 应具备异常时钟信息的识别防误功能，同时具备一定的守时功能；5 应具备参量自检测、就地综合评估、实时状态预报、自诊断、自恢复功能，设备故障自动定位，相关信息能以网络方式输出；6 宜有标准化的物理接口及结构，具备即插即用功能；7 宜将测量

16、、控制、计量、保护和检测等功能进行一体化设计，集成到统一的硬件平台上，但不同功能区应有足够绝缘强度的电气隔离功能；8 宜采用测控、保护一体化设备，装置可分散就地安装；9 应考虑通信网络的延时情况并采取措施，不能影响相关智能组件 应支持在线调试功能；11 通过智能组件能对站内主要设备的健康状况和变化趋势作出综合评估；12 一次设备可采用组合型设备。b 智能单元6 / 281宜支持以 GOOSE 方式上传的信息量，同时接收来 GOOSE 下行控制量，实现对一次设 备的控制功能；2GOOSE 信息处理时延应小于 1ms；3 宜能接入站内时间同步网络，通过光纤接收站内时间同步信号；4 宜具备 GOOS

17、E 命令记录功能，记录收到 GOOSE 命令时刻、 GOOSE 命令来源及出口 动作时刻等内容，并能提供便捷的查看方法；5 宜具有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、装置内部异常 等；6 智能单元安装处宜保留检修压板、断路器操作回路出口压板和操作把手/ 按钮；7 宜能接收传感器的输出信号，宜具备接入温度、湿度等模拟量输入信号，并上传自动化系 统；8）主变本体智能单元宜具有主变本体 /有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等 功能；重瓦斯保护跳闸宜通过控制电缆直跳方式实现，其余非电量保护跳闸可通过 GOOSE 方式实现。5.25.2 互感器5.2.15.2.1 配置原则a

18、互感器 互感器的配置原则主要兼顾技术先进性与经济性。1220kV 变电站110（66220kV电压等级宜采用电子式互感器； 35kV 及以下 主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用 常规互感器或模拟小信号输出互感器，可采用带模拟量插件的合并单元进行数字 转换；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜采用电子式互感 器；主变中性点 110kV 及以下变电站 110（66kV 电压等级宜采用电子式互感器； 35kV 及以下 主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用7 / 28 规互感器或模拟小信号输出互感器，可采用带模拟量插件的合并单元进行数字 转换；若采用

19、户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜采用电子式互感 器；主变中性点 合并单元1 220kV 变电站 220kV 各间隔合并单元宜冗余配置； 110kV 及以下各间隔合并单元宜单套配置；主变各侧、中性点 110kV 及以下变电站全站各间隔合并单元宜单套配置。5.2.25.2.2 技术要求a 互感器1 常规互感器应符合 GB 1207-2006 、GB 1208-2006 的有关规定；2 电子式互感器应符合 GB/T 20840.7 2007 、 GB/T 20840.8 2007 的有关规定；3 电子式互感器与合并单元间的接口、传输协议宜统一；4测量用电流准确度应不低于0.2S,保护用电流准

20、确度应不低于5TPE ;5测量用电压准确级应不低于0.2，保护用电压准确级应不低于3P；6 电子式互感器工作电源宜采用直流；7 对于带两路独立输出的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜冗余配 置；对于带一路独立输出的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜单套 配置；8 220kV 电子式电流互感器宜带两路独立输出， 110kV 及以下电子式电流互感器宜带一 路独立输出；9 220kV 变电站主变各侧及中性点 或公共绕组）电子式电流互感器宜带两路独立输出； 110kV 及以下变电站主变各侧及中性点 对于 220kV 变电站， 220kV 出线、主变进线电子式电压互感器，全站母线

21、电子式电压互感器宜带两路独立输出， 110kV 及以下出线电子式电压互感器宜带一路独立输 出；11 对于 110kV 及以下变电站，电子式电压互感器宜带一路独立输出。b合并单元1 输出协议宜支持 DL/T860.92 或 IEC61850-9-2 标准；2 宜具备多个光纤以太网口，整站输出采样速率宜统一，额定数据速率宜采用 DL/T860 或 IEC 61850 推荐标准；3 宜具有完善的闭锁告警功能，能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中 断、通信异常、装置内部异常等情况下不误输出；4 宜具备合理的时间同步机制和采样时延补偿机制，确保在各类电子互感器信号或常规 互感器信号在经合并单

22、元输出后的相差保持一致；多个合并单元之间的同步性能也须 能满足现场使用要求；5 宜具备电压切换或电压并列功能，宜支持以 GOOSE 方式开入断路器或刀闸位置状态；6 宜具备光纤通道光强监视功能，实时监视光纤通道接收到的光信号的强度，并根据检 测到的光强度信息，提前预警；7 需要时可接入常规互感器或模拟小信号互感器输出的模拟信号；8) 合并单元宜设置检修压板。5.35.3 设备状态监测5.3.15.3.1 监测范围与参量a 220kV 变电站1 监测范围：主变、 GIS 、避雷器；2 监测参量：主变油中溶解气体；220kV GIS SF6 气体密度、微水、局部放电；110kV GIS SF6 气

23、体密度、微水；避雷器泄漏电流、动作次数。b 110kV 及以下变电站1 监测范围：主变、避雷器；2 监测参量：主变油中溶解气体；避雷器泄漏电流、动作次数。5.3.25.3.2 技术要求a 各类设备状态监测宜统一后台机、后台分析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总、和诊断分析。设备状态监测后台机宜预留数据远传通信接口；b 设备本体宜集成在线监测功能，宜采用一体化设计。6 6 二次部分6.16.1 一般规定9 / 286.1.16.1.1 变电站自动化系统采用开放式分层分布式系统，由系统层和设备层组成，其中系统层包含站 控层，设备层包含间隔层和过程层组。6.1.26.1.

24、2变电站自动化系统宜统一组网，信息共享，通信规约采用DL/T860或IEC 61850标准。变电站内信息宜具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。6.1.36.1.3保护及故障信息管理功能由变电站自动化系统实现。6.1.46.1.4故障录波可采用集中式，也可采用分布式，故障录波支持 DL/T860 或 IEC 61850 标准。6.1.56.1.5电能表宜采用支持 DL/T860 或 IEC 61850 标准的数字式电能表。6.1.66.1.6变电站宜配置公用的时间同步系统；6.1.76.1.7变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。6.1.86.1.8应按照变电站无人值班

25、相关要求进行设计；6.1.96.1.9变电站自动化系统远动部分应为 IEC 61970 的建模及数据通信预留相关接口。6.26.2 变电站自动化系统6.2.16.2.1系统构成a 变电站自动化系统构成在逻辑功能上宜由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，并用分 层、分布、开放式网络系统实现连接。b 站控层由主机兼操作员站、远动通信装置和其它各种二次功能站构成，提供所内运行的人 机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全所监控、管理中心，并与 远方监控 /调度中心通信。c 间隔层由若干个二次子系统组成，在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间 隔层设备的就地监控功能。d 过程

26、层由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成，完成与一次设备相关的功能，包括 实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。6.2.26.2.2网络结构a全站网络宜采用高速以太网组成，通信规约宜采用DL/T860或IEC 61850标准，传输速率不低于 100Mbps ；b 全站网络在逻辑功能上可由站控层网络和过程层网络组成，过程层网络包括GOOSE 网络和采样值网络， GOOSE 网络和采样值网络可统一组网 。全站两层网络物理上可相互独立，也 可合并为一层网络。c 220kV 变电站网络结构1 变电站自动化系统宜采用三层设备两层网络结构，宜采用冗余通信网络结构。2 站控层网络 网

27、络结构拓扑宜采用双星型或单环形，对于双星型网络宜采用双网双工方式运行，10 / 28能实现网络无缝切换；站控层网络可传输 MMS 报文和 GOOSE 报文。3 过程层 GOOSE 网络过程层 GOOSE 报文应采用网络方式传输，网络结构拓扑宜采用星型； 220kV 宜配置双套物理独立的单网； 110(66kV 宜配置双网； 35kV 及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜不设置独立的GOOSE网络， GOOSE 报文可通过站控层网络传输；若采用户外敞开式配电装置保护测 控集中布置时，可设置独立的 GOOSE 网络；主变 220kV 侧宜配置双套物理独立的单网，主变110(66kV 、 3

28、5kV 侧宜配置双网； GOOSE 网络宜多间隔共用交换机。4 过程层采样值网络宜采用网络方式传输，通信协议宜采用 DL/T860.92 或 IEC 61850-9-2 标准；可采用点对点方式传输，通信协议宜采用 DL/T860.92 或 IEC 61850-9-2 标准；对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型。 220kV 宜配置双套物理独立的单 网； 110(66kV 及以下宜配置双网；主变各侧宜配置双套物理独立的单网； 35kV 及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式； 若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用点对点或网络连接方 式；采样值网络宜多间隔共用

29、交换机。d 110kV 及以下变电站网络结构1)变电站自动化系统可采用三层设备两层网络结构，也可采用三层设备一层网络结构。2)站控层网络网络结构拓扑宜采用单星型；站控层网络可传输 MMS 报文和 GOOSE 报文。3 过程层 GOOSE 网络过程层 GOOSE 报文应采用网络方式传输，网络结构拓扑宜采用星型； 110(66kV 宜配置双网； 35kV 及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜不设置独立的GOOSE网络， GOOSE 报文可通过站控层网络传输；若采用户外敞开式配电装置保护测 控集中布置时，可设置独立的 GOOSE 网络；主变各侧宜配置双网； GOOSE 网络宜多间隔共用交换机

30、。11 / 284 过程层采样值网络宜采用网络方式传输，通信协议宜采用 DL/T860.92 或 IEC 61850-9-2 标准； 对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型，宜按照双网配置； 35kV 及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式； 若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用点对点或网络连接方 式；采样值网络宜多间隔共用交换机。6.2.36.2.3 220kV 变电站设备配置a 站控层设备 站控层设备一般包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其 它智能接口设备等。1 主机兼操作员工作站 主机兼操作员工作站是变电站自动化系统的主要

31、人机界面，应满足运行人员操 作时直观、便捷、安全、可靠的要求。主机兼操作员工作站配置应能满足整个系统 的功能要求及性能指标要求，容量应与变电站的规划容量相适应。主机兼操作员工作站还应能实现保护及故障信息管理功能，应能在电网正常和 故障时，采集、处理各种所需信息，能够与调度中心进行通信。 主机兼操作员工作站宜双套配置。2 远动通信装置 远动通信装置要求直接采集来自间隔层或过程层的实时数据，远动通信装置应 满足DL5002 、DL 5003 的要求，其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范 转换要求。远动通信装置应双套配置。3 网络通信记录分析系统 变电站宜配置一套网络通信记录分析系统。系统应

32、能实时监视、记录网络通信 报文，周期性保存为文件，并进行各种分析。信息记录保存不少于6 个月。b 间隔层设备 间隔层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式处理装置以及其它智能接口设备 等。1 测控装置12 / 28 测控装置应按照 DL/T860 或 IEC 61850 标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。测控装置应支持通过 GOOSE 报文实现间隔层防误联闭锁和 下发控制命令功能；测控装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板； 宜采用保护测控合一装置，也可采用保护、测控独立装置，并按电气单元进行配 置。2 保护装置保护装置应按照 DL/T860（IE

33、C61850 标准建模，具备完善的自描述功能，与变 电站层设备直接通信；保护装置应支持通过 GOOSE 报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递；保护装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板； 保护配置应满足继电保护相关标准。3 故障录波故障录波装置应按照 DL/T860（IEC61850 标准建模，具备完善的自描述功能， 与变电站层设备直接通信；可采用集中式故障录波，也可采用分布式录波方式。集中式录波时，装置应支 持通过 GOOSE 网络接收 GOOSE 报文录波，以网络方式或点对点方式接收 DL/T860.92 或 IEC 61850-9-2 采样值数据录波；当采用集中式故障

34、录波时，220kV、110 电能计量装置电能计量装置宜支持 DL/T860.92 或 IEC 61850-9-2 标准，以网络方式或点对点 方式采集电流电压信息；电能计量配置应满足现行相关标准。5 其他装置 备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T 860 或 IEC61850 标准建模，配置应满足现行相关标准。6 有载调压 AVC ）和无功投切 打印机 宜取消装置柜内的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各 装置的保护告警、事件等。c 过程层设备1 电子式互感器和合并单元满足本规定 5.2 节要求；2 智能单元满足本规定 5.1 节要求；6.2.46.2.4

35、110kV 及以下变电站设备配置a 站控层设备 站控层设备一般包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其它 智能接口设备等。1 主机兼操作员工作站 主机兼操作员工作站是变电站自动化系统的主要人机界面，应满足运行人员操 作时直观、便捷、安全、可靠的要求。主机兼操作员工作站配置应能满足整个系统 的功能要求及性能指标要求，容量应与变电站的规划容量相适应。主机兼操作员工作站还应能实现保护及故障信息管理功能，应能在电网正常和 故障时，采集、处理各种所需信息，能够与调度中心进行通信。 主机兼操作员工作站宜单套配置。2 远动通信装置 远动通信装置要求直接采集来自间隔层或过程层的实时数

36、据，远动通信装置应 满足DL5002 、DL 5003 的要求，其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范 转换要求。远动通信装置应单套配置。3 网络通信记录分析系统 变电站宜配置一套网络通信记录分析系统。系统应能实时监视、记录网络通信 报文，周期性保存为文件，并进行各种分析。信息记录保存不少于6 个月。b 间隔层设备14 / 28等。间隔层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式处理装置以及其它智能接口设备1 测控装置测控装置应按照 DL/T860或IEC 61850标准建模，具备完善的自描述功能，与 站控层设备直接通信。测控装置应支持通过 GOOSE 报文实现间隔层防误联闭锁功能

37、。宜采用保护测控合一装置，并按电气单元进行配置。2 保护装置保护装置应按照 DL/T860(IEC61850 标准建模，具备完善的自描述功能，与变电站层设备直接通信；保护装置应支持通过 GOOSE 报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递；保护装置的功能投退和出口压板宜采用软压板；保护配置应满足继电保护相关标准。3 故障录波宜采用分布式故障录波，也可采用集中式故障录波。故障录波装置应支持通过GOOSE 网络接收 GOOSE 报文录波，以网络方式或点对点方式接收DL/T860.92 或 IEC 61850-9-2 采样值数据录波；当采用集中式故障录波时，全站可配置1台故障录波装置，故障录波装置应

38、能满足变电站远景接入容量要求；故障录波装置应满足故障录波相关标准。4 电能计量装置电能计量装置宜支持 DL/T860.92 或 IEC 61850-9-2 标准，以网络方式或点对点 方式采集电流电压信息；电能计量配置应满足现行相关标准。5 其他装置 备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照 DL/T 860 或 IEC61850 标准 建模，配置应满足现行相关标准。6 有载调压和无功投切变电站有载调压和无功投切不宜设置独立的控制装置，宜由变电站自动化系统和调度/集控主站系统共同实现集成应用。15 / 287 打印机宜取消装置柜内上的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站

39、各装置的保护告警、事件等。c 过程层设备1 电子式互感器和合并单元满足本规定 5.2 节要求；2 智能单元满足本规定 5.1 节要求；6.2.56.2.5 网络通信设备a 交换机应满足 DL/T860 或 IEC 61850 标准。b 220kV 变电站交换机配置原则1 站控层网络交换机站控层宜冗余配置 2 台中心交换机，每台交换机端口数量应满足站控层设备接 入要求，端口数量宜24 口； 二次设备室站控层网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，每台交换机端 口数量宜24 口。2 过程层网络交换机当过程层 GOOSE 和采样值报文均采用网络方式传输时， GOOSE 和采样值报文 宜采用共交换机传

40、输， 220kV 电压等级宜每 2 个间隔配置 2 台交换机， 11066) kV 电压等级宜每 4 个间隔配置 2 台交换机，主变各侧可独立配置 2 台交换机， 35kV 及以下交换机宜按照母线段配置；当过程层采样值报文采用点对点方式传输时， 220kV 电压等级 GOOSE 网络宜 每4个间隔配置 2 台交换机， 11066) kV 电压等级宜每 4 个间隔配置 2 台交换机， 主变各侧可独立配置 2 台交换机， 35kV 及以下交换机宜按照母线段配置； 220kV 母线差动保护宜按远景规模配置 2台交换机； 110 110kV 及以下变电站交换机配置原则1 站控层网络交换机16 / 28

41、站控层宜配置 1 台中心交换机，每台交换机端口数量应满足站控层设备接入要求，端口数量宜24 口； 二次设备室站控层网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，每台交换机端 口数量宜24 口。2 过程层网络交换机当过程层 GOOSE 和采样值报文均采用网络方式传输时， GOOSE 和采样值报文 宜采用共交换机传输， 11066)kV 电压等级宜每 4个间隔配置 2台交换机，主 变各侧可独立配置 2 台交换机， 35kV 及以下交换机宜按照母线段配置； 当过程层采样值报文采用点对点方式传输时，11066)kV 电压等级宜每 4个间隔配置 2 台交换机，主变各侧可独立配置 2 台交换机， 35kV 及以

42、下交换机宜按 照母线段配置； 110 网络通信介质1 二次设备室内网络通信介质宜采用屏蔽双绞线；通向户外的通信介质应采用光缆；2 采样值和保护 GOOSE 等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。6.2.66.2.6 系统功能a 应能实现数据采集和处理功能；b 应建立实时数据库，存储并不断更新来自间隔层或过程层设备的全部实时数据；c 应具有顺序控制功能；d 应满足无人值班相关功能要求；e 应具有防误闭锁功能；f 应具有报警处理功能，报警信息来源应包括自动化系统自身采集和通过数据通信接口获取 的各种数据；g 应具有事件顺序记录及事故追忆功能；h 应具有画面生成及显示功能；i 应具有在线计算及制表功

43、能；j 应具备对数字或模拟电能量的处理功能；k 应具备远动通信功能；l 应具备人机联系功能；m 应具备系统自诊断和自恢复功能；17 / 28n 应具备与其他智能设备的接口功能；o 应具备保护及故障信息管理功能；p 宜具备设备状态可视化功能；q 宜具备智能告警及事故信息综合分析决策功能；r 应具备网络报文记录分析功能；s） 应具备对基本数据信息模型进行配置管理，并自动生成数据记录功能；t） 根据运行要求，实现其它需要的高级应用功能。6.2.76.2.7 与其他智能设备的接口变电站直流系统、站用电系统、 UPS 系统、图像监视和安全警卫系统以火灾自动报警系统等宜 采用 DL/T860 或 IEC

44、61850 标准与变电站自动化系统通信。6.36.3 其他二次系统6.3.16.3.1 全站时间同步系统a全站宜配置一套公用的时间同步系统，220kV变电站宜采用GPS和北斗系统标准授时信号进行时钟校正，110kV及以下变电站可根据具体情况决定是否采用卫星标准授时信号进行时钟 校正；b站控层设备宜采用 SNTP网络对时方式；220kV变电站间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B（DC点对点对时方式，也可采用IEC 61588网络对时方式；110点对点对时方式；c 过程层交换机宜支持 IEC 61588 同步对时功能。6.3.26.3.2二 次系统安全防护二次系统的安全防护应遵循电监会 5号令电力

45、二次系统安全防护规定、电监安全 200634 号电力二次系统安全防护总体方案及变电站二次系统安全防护方案的有关要求。6.3.36.3.3直流及 UPS 电源系统a宜采用交直流、UPS 体化电源系统；b 宜设智能型监测装置，具有完善的保护、在线自诊断、绝缘检测、直流接地巡检及微机蓄 电池自动巡检等功能。6.3.46.3.4图像监视及安全警卫系统a 全站应设置一套图像监视及安全警卫系统；b 图像监视及安全警卫系统宜实现与变电站设备操作、报警等各类事件的联动；c） 图像监视及安全警卫系统宜实现对变电站相关照明灯具的辅助控制。6.46.4二次设备组柜6.4.16.4.1 站控层设备a220kV 变电站

46、18 / 281）主机兼操作员站：可不组柜，布置在控制台上；2）远动通信装置： 2 套远动通信装置宜组 1 面柜；3）网络记录分析仪：分析仪和记录仪宜组1 面柜；4）调度数据网接入设备：调度数据网接入设备组1 面柜。b110kV 变电站1）主机兼操作员站：可不组柜，布置在控制台上；2）远动通信装置： 1 套远动通信装置宜组 1 面柜；3）网络记录分析仪：分析仪和记录仪宜组1 面柜；4）调度数据网接入设备：调度数据网接入设备组1 面柜。6.4.26.4.2 间隔层设备当采用集中布置方式时，宜按照以下原则进行组柜：a 220kV 间隔： 若采用保护测控合一装置， 1 个间隔内的保护测控、合并单元可

47、组1 面柜；若采用保护、测控独立装置， 1个间隔内的保护、测控、合并单元可组 2 面柜； 220kV 母线保护可组 12 面柜；b 11066） kV间隔：2个间隔内的保护测控、合并单元可组1面柜；110 220kV 变电站主变压器：保护、测控、合并单元可组 2面柜；d 110kV 以下电压等级变电站主变压器：保护、测控、合并单元可组1 面柜；e 35kV 及以下电压等级保护测控合一装置宜就地布置于开关柜；f 全站配置 1 面公用测控柜，柜上布置 2 个测控装置，用于站内其它公用设备接入； 当采用分散布置方式时，设备组柜方式可根据配电装置场地的具体安装条件，参照集中布置方 式的原则确定。6.4

48、.36.4.3 过程层设备a 合并单元宜与保护装置合并组柜，也可单独组柜；b 智能单元宜安装布置于所在间隔的户外柜或汇控柜内。6.4.46.4.4 网络通信设备a 站控层交换机： 站控层中心交换机宜与远动通信装置合组 1 面柜； 二次设备室站控层交换机宜根据设备室条件，按照光缆和电缆连接数量最少的原则与 其丿、他设备共同组柜安装；b过程层交换机：宜按电压等级分别组柜，每面柜组46台交换机，并配置相应的 ODU光纤分配单元）和 PDU 光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定；b 除线路保护专用光纤外，宜采用缓变型多模光纤；c 室内光缆一般采用非金属阻燃增强型光缆，缆芯一般采用紧套光纤；d

49、室外光缆宜采用中心束管式或层绞式光缆；e每根光缆宜备用 24芯，光缆芯数宜选取 4芯、8芯或12芯。6.76.7 防雷、接地和抗干扰 防雷、接地和抗干扰宜满足 DL/T621 、 DL/T5136 、 DL/T5149 的要求。7 7变电站总布置 在安全可靠、技术先进、经济合理的前提下，智能变电站设计应符合资源节约、环境友好的技 术原则，结合新设备、新技术的使用条件，优化配电装置场地和建筑物布置。8 8土建与建筑物8.18.1宜结合设备整合，优化设备布置和建筑结构，减少占地面积和建筑面积。8.28.2光缆可采用电缆沟敷设，也可采用穿管、槽盒等方式敷设。严寒地区宜采取防冻措施，防止光 缆损伤。8

50、.38.3电缆沟设计：智能变电站内连接介质减少，宜缩小电缆沟截面，减少敷设材料，实现电缆沟的 优化设计。20 / 289 9辅助设施功能要求9.19.1电气照明：应选用配合光合理、效率高的节能绿色照明灯具，以降低能耗，宜实现灯光的自动 开启和关闭功能；当采用太阳能、地热、风能等清洁能源供电时，宜优先采用清洁能源，如容量不 够时，再利用其它供电实时匹配需要的容量，清洁能源与其它供电方式宜能自动切换。9.29.2采暖、通风：可实现采暖设备按设定温度自动或远方控制；可实现SF6电气设备室内的自动检测报警，超限自动启动机械通风系统；可实现散热设备室运行温度检测，超温自动启动散热排风系 统，并设烟感闭锁

51、，火灾报警自动切断电源。9.39.3火灾自动报警：变电站应设置一套火灾自动报警系统；火灾自动报警系统应取得当地消防部门 认证，宜采用 DL/T860 或 IEC 61850 通信标准与站控层通信，实现对采暖、通风系统的闭锁，以及 图像监视及安全警卫系统的联动。9.49.4排水：宜设置关键水位监测和传感控制，实现排水系统自动或远方控制。1010高级功能要求10.110.1 设备状态可视化应采集主要一次设备 变压器、断路器等）状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为 电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。10.210.2智能告警及分析决策应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站 的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。告警信息宜主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分 层分类的故障告警信息。10.310.3故障信息综合分析决策 宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了